價格之變中國能源價格要素2014年回顧與2015年展望

張樹偉

2014年接近年關，各大機構與媒體紛紛推出了盤點與回顧。過去的一年，世界并不太平，烏克蘭、馬航飛機、伊斯蘭國、埃博拉病毒等受到了最多的關注。在經濟方面，美國退出量化寬松政策，強勢美元地位逐漸提升，東南亞、南美、非洲負債開始增多；歐洲經濟疲態依舊，政府民粹化趨勢顯現；我國也確立了經濟增長的“新常態”，各項改革陸續制定具體方案并提上日程。

與政治經濟形勢高度聯系與互動，占據GDP5%左右的能源部門與能源行業的2014年還算平穩。國際石油價格年末下跌達到50%、天然氣也隨之而下降、煤炭國際價格持續低迷、支持可再生能源發展的價格手段依然流行，氣候談判進展艱難。各種能源價格的下跌對于全球經濟，尤其是消費者是個好消息。但是，整體上的下跌并不排除一些特定與極端情況的存在。

這一年年初，美國的寒冷天氣帶動了天然氣需求的暴漲，紐約Henry Hub天然氣現貨價格超過了6美元/mmbtu（而年底跌到了4美元以下），紐約與新英格蘭地區的居民度過了一個難熬的冬天。由于管道的擴張速度有限，相比港口價格，這些地區的天然氣現貨價高出了20倍，超過100美元/mmbtu。

在德國，2014年可再生能源發電量占到了總發電量的30%左右，盡管總用電量比2013年下降了4%。由于調度優先順序的影響（Merit-order effect），電力市場的躉售價格越來越低。同時，支持可再生能源的附加不成比例地主要加在了居民電價之上。居民部門電價在連續幾年上漲之后，超過30歐分/度，對最貧困階層產生了實質性影響，其能源支出在可支配收入中的比重可能超過10%。相比而言，享受各種減免的大工業長期合同電價（長達20年以上）可以低到5歐分/度以下。

在法國，核電為主的電源結構使得電力成本的波動很小，并不像化石燃料系統那樣的劇烈。因此，一些政府監管部門的限價措施，可能影響并不大。2014年，法國電力公司（EDF）申請居民銷售電價上漲5%，但是政府否決了這一申請。這其實并不會給發電商與輸電商造成太大的困難，一方面，其真實的成本變化不大，另一方面，用電短期市場的份額不大，大部分份額都屬于長期合同價格，并不會受到影響。

在中東，油比水便宜司空見慣。在沙特，油價的水平只有0.15美元/升左右。巨額的化石燃料補貼仍舊使得這一區域成為石油消費增長最快的區域之一。但是，2014年，沙特同樣出臺了機動車燃油經濟性標識體系，超過一定油耗水平（跟汽車尺寸有關）的汽車，將被標識為“非常糟糕”到“非常好”的各種級別，并計劃從2016年起，實施燃油經濟性強制標準。

在非洲撒哈拉沙漠以南，南非以北地區，能源，特別是電力的普遍服務仍舊是個問題，電力的價格各國差異極大，但居民電價仍處于130美元/千度以上的高價格。汽柴油等油品屬于政府嚴重補貼的行業，尼日利亞的價格只有安哥拉的1/3-1/2。

在拉美，這一較早實施電力放松管制改革的地區，電力效率的提升是看得見的，但是改革后，如何保證足夠的投資解決供應充足性問題仍然困擾著各國政府。2014年，包括阿根廷、智利、委內瑞拉、墨西哥在內，大的停電事故仍然時有發生。

在我國，“霧霾”的頻繁發生，使得人們越來越認識到，相對于能源資源，環境資源往往更加稀缺。如果環境破壞的趨勢得不到逆轉，那么在能源資源耗竭之前，環境資源可能早就耗竭了。這的確是過去發生的歷史的重復——不可再生的化石能源越來越多（比如以靜態指標——儲采比來衡量），而一些可再生的資源，比如清潔的空氣、水還有土地，這些與每個人基本生活與生存相關的公共品，卻時常發生危機，乃至存在長期短缺的風險。

國際石油價格在2014年9月之后的快速下跌，給能源行業以及公眾留下了深刻的印象。而我國政府利用這一時間窗口，在不提高終端價格的情況下增加了消費稅的比重，達到40%，使人們對于最終價格的結構，價格的機制與手段及其區別，有了更加充分的認識，普及了能源常識與文化。這是一個積極的變化。對高耗能行業的不當歧視仍舊流行，一些地區、部門的能源價格歧視與各種消費特權同時并存，競爭力原則因為缺乏市場基礎設施影響力仍然有限。政策改變與體制、機制改革任重而道遠。

不同能源價格變動特點

一次能源中，原油易于儲存、運輸成本相對本身的價值較小。這一物理特性與技術特點意味著無論是生產者還是消費者，在消費的時間、地點上都可以比較靈活，可以從各種價格差異（如果存在）中“套利”，從而推動一個更大地理范圍的統一市場的形成，而價格也具有趨同的特點。而煤炭易于儲存，但是運輸成本相對本身價值高，區域市場間會有相互影響，但不同地區價格的差別要大一些。天然氣只有通過成本高昂的液化或者投資巨大的長距離管道才能運輸，區域市場間的價格差別就更顯著了。

二次能源中，電力的來源廣泛，既有煤炭、天然氣等化石能源發電，又有來源于波動性的風電、太陽能等發電，存在著較多的選擇。不同的地區、國家有著高度差異化的電源結構與市場定價體系。由于電力不宜儲存（基本需要供需實時平衡）、運輸損耗大的技術特點，其價格的地區差異與隨著時間的波動性就更大了，較小地理范圍內（經驗數據表明：大致在1500公里左右）的獨立區域市場是常態。超越這一范圍的電力潮流即使存在，也主要是需求特性不同帶來的交易性機會，僅發生在個別的時刻與地區，幾乎可以忽略不計。

終端能源品種，比如電、熱、氣以及各種油品，其價格往往與一次、二次能源的價格存在基于某種市場設計或者傳導機制的聯動。此外，更為重要的是，各國政府基于經濟、社會、環境目標（比如抑制過多消費以提高保障程度，補貼低收入群體，為可再生能源提供補貼、支持形成成本下降所需要的市場規模等），會引入較多的價格手段，典型的就是各種稅或者補貼。這特別多地體現在終端環節。這種在市場供需機制之外形成的價格“楔子”，有些情況下會占據最終價格的重要甚至主體部分。比如歐盟各國普遍征收高額的燃油消費稅，其在終端價格中的比重要超過50%。我國對高耗能行業實施的“懲罰性”電價，比其實際供應成本要高出一倍左右。endprint

由于以上提及的各種能源品種的技術特點，能源價格的變化，無論在時間還是空間上，都呈現一定程度的多樣性與波動性。對各種能源價格高地理與時間分辨率上的回顧將無疑是瑣碎并且細節導向的。基于這一原因，本期封面策劃將有重點的回顧過去一年幾個主要能源品種的價格變動趨勢，對變動的原因進行解釋，并由此展望新的2015年的可能變化。在地理范圍上，以對我國的討論為中心，如相關，對涉及到的貿易國家以及主要的能源基準價格做概述。在此基礎上，基于規范與預測視角，談談我國2015年能源系統的可能圖景。

國際石油價格：短期多短，長期多長？

作為工業“血液”、交通動力的石油的價格波動影響巨大。2014年石油價格如此程度的變化及其下跌的節奏可以說出乎了所有人的意料。如何解釋這種下跌，出現了很多的視角，有基于市場供求關系與市場力轉換的、基于地緣政治的、基于金融與投資市場心理的，等等。這些視角，可以在一定程度上取得協調，包括“陰謀論”的觀點。然而，“陰謀論”的問題不在于不對，而在于沒有用，只是事后諸葛的解釋說法，本質上屬于“質疑動機”，既不能證實，也不能證偽，不具有預測功能。退一步講，即使陰謀存在，相對于石油價格下跌是陰謀的說法，更有價值的問題是陰謀為什么能夠得逞？對陰謀為何可以得逞的分析，需要并會最終回到其他視角的實證分析上。比如為什么一些市場主體的行為發生了改變（比如沙特），為什么有些舊的團體的穩定性（比如OPEC的市場策略）出現了變化，為什么是2014年9月之后，而不是其他時間窗口。

基于這一認識，本文更看重石油市場參與者市場力的分析，以及與之相關的天時、地利方面的因素。從這一視角來看，目前石油價格的短期下跌會在多長時間得以維持將是一個有意義的問題。

從供給層面來看，60美元以下的石油價格能否保證生產者足夠的動力持續投資，其答案是否定并且確定的。任何的油井、氣井，都存在“衰減率”。隨著不斷產出，其后續產出能力不斷縮小，特別是頁巖油氣，其衰減率要高很多。這種情況下，要維持產量，必須不斷的、連續的追加投資。而目前的油價水平如果長期維持，并不足以支持這種投資。

從需求層面來看，終端部門提高效率、燃料替代、降低活動水平的努力都將減緩石油消費的增長，特別是在高度依賴各種油品的交通部門。發達國家的交通用能需求已經飽和，未來逐漸走低將是一個確定性的趨勢。發展中國家，特別是中國、印度以及亞太新興經濟體的交通增長會有多快將是需求層面的決定性因素。

此外，作為大宗商品，石油的金融屬性與流動性，以及帶給人們的心理與預期方面的影響，也會在一段時期內顯著地影響其價格水平。

由此，短期多短，長期多長的問題將是決定后2015年時代油價的關鍵要素，也會成為人們爭論的焦點。我們的認識在于，目前價格水平是短期現象（比如1年內可以算作短期），是不可持續的，其中長期價格（幾年到幾十年）的走向，因為替代能源、局地污染物與氣候減排政策等影響，也會較大程度地低于之前的歷史最高價格水平（比如超過110美元/桶）。石油行業的整體行業利潤（rent），將是一個下降的趨勢。2015年，這是否會引發部分高度依賴石油收入國家（加納已經向國際貨幣基金組織求援）的崩潰，從而引發石油價格的巨幅波動，是非常敏感而不確定的。

我國煤炭“救市”與煤電聯動

國際國內的煤炭市場在過去的4、5年間都經歷了巨變，2014年延續了之前的總體下跌趨勢。國際上，2008年發酵的金融危機之后，隨著美國等主要國家量化寬松政策的持續推進，煤炭價格快速飚升，到2010年底達到頂峰。之后，美國頁巖氣革命帶來的天然氣供給的迅速增加，對北美的天然氣與煤炭價格形成了巨大的壓力。從2010年末到2013年底，煤炭價格已經跌去1/3，美國標普煤炭行業利潤指數，已經大幅低于整體市場水平。便宜的北美煤炭首先來到了地理位置接近的歐洲，在碳市場價格很低的情況下，占據了比之前更多的市場份額。原來為數不多的供應歐洲市場的南非煤炭等開始尋找亞太市場，特別是印度。

相比之下，國內以及周邊的煤炭市場的變化稍有遲滯，到2011年底達到價格的高峰，秦皇島港口動力煤在850元/噸左右，而印尼的出口煤炭價格也同期達到高峰。之后開始一路下跌，到2013年底也跌去有1/3有余，低于了600元/噸的水平。由此，國內眾多的煤炭生產企業，由于歷史負擔重、煤炭賦存條件差、生產經營不善等原因，開始陷入困境。

進入2014年，國內“霧霾”危機下的各項控煤減排措施開始在市場中顯現力量，與進口煤的競爭、國內新增產能的陸續釋放、經濟增速的下降等因素共同疊加，煤炭供大于求的局面進一步惡化。整體煤炭企業、電力行業以及其他中介、港口、用戶的庫存量，據我們統計匯總，可能要超過4億噸。在這種形勢下，煤炭行業擁有成本優勢的主要大企業，為了自身的營收與利潤，開始降價爭奪市場，大量中小煤礦已經被擠出市場，停產或者關閉。與之相對應的，是環渤海市場煤炭價格從年初一路下跌，到7月份動力煤跌破了500元/噸。

從8月份開始，政府的救市措施開始逐步實施，以防止煤炭行業的經濟問題向社會問題的轉變。這些救市措施既有象征性的，也有具有實質意義的，特別是減少煤炭物流成本的努力以及對進口煤的限制性措施（提高關稅、行政限制進口煤使用等）。至此，國內的煤炭價格與持續下行的國際煤炭價格（以主要港口的價格指數為標桿，比如澳大利亞煤炭指數，歐洲API指數等）分道揚鑣，開始在略高于500元/噸的水平徘徊。

全年來看，整體的煤炭價格水平下降幅度大致在15%左右，根據煤電聯動的基本規則，大致25元/噸對應1分錢的降幅，電力標桿電價水平平均需要下調3-4分錢，考慮到2004年10月已經實現的下調，總體的標桿電價水平需要繼續下調2-3分錢。

這種下調在2015年初的實施將是非常重要的。依賴于政府救市的心理因素是價格得以維持的重要因素。因為如果沒有煤炭終端需求的擴大，特別是動力煤與煉焦煤，以上煤炭救市的措施將逐漸失去功力，在進口煤價格鉗制、高庫存、替代能源不斷跌價的背景下，這種500元/噸左右的價格仍然是“虛高”的，其在中長期仍舊存在繼續下行的動力。下調的電價水平，可以在一定程度上啟動電力消費，擴大上游煤炭的需求，改善煤炭行業供過于求的局面。煤炭行業需要在這個煤電聯動的時間窗口，督促政府及時觸發這一價格機制。endprint

風電標桿電價醞釀下調——價格手段的調整

經過長時間的醞釀，風電下調的建議在2014年下半年得以提出。據媒體的信息，初步設定風電標桿電價原先0.61元/千瓦時的地區每度下降2分錢，其他區域每度下調4分錢，但這一下調產生了不小的爭議，以至于到年底也沒有落定。

下調的依據在于過去幾年風電設備行業技術進步與規模效應帶來的投資成本大幅下降，而反對下調擺出了補貼拖欠、并網困難、棄風限電嚴重、CDM收益消失等問題，影響風電業主的預期收益率。

與此同時，在政府的政府文件中，出現了“風電到2020年價格與火電持平”的預期性目標，雖然從目前的標桿電價水平到這一持平的目標如何過渡，政府定價操作上仍不得而知。就我們的觀點而言，這種僵直的目標是需要取消的，不應簡單作為取消補貼的時間表。到時候風電成本下降不到火電的程度怎么辦，難道就不發展風電了嗎？面臨技術進步與市場的不確定性，特別是火電負外部性內部化的程度，這種目標缺乏一定的彈性。并且，政府已經基本設定了風電2020年實現2億裝機的目標，如果實現了與火電價格持平，已經可以分散決策自主發展，為何還需要此種裝機目標？裝機目標與價格目標，只能存在一個，或者建立二者之間的定量聯系。

理論上講，風電作為接近商業化發展的技術，其要從“高成本、低份額”的死鎖過渡到“成本持續下降、份額不斷上升”學習階段、進而到“低成本、高份額”的新的均衡，需要政府干預解決市場失靈問題。風能、太陽能發電已經走出實驗室了，研發活動（R&D）帶來成本下降的因素已經小了。作為中國、印度等具有制造業能力的國家，寄希望別的國家成本下降之后技術輸入是不現實的，發達國家各種要素成本高，不發達國家缺乏制造業的基本能力，成本更高（比如非洲）。唯一期望的就是自己通過實際規模擴張，技術學習以降低成本。15年左右的風電支持期（從2005年可再生能源法出臺算起），無論從國際同行經驗還是技術進步的節奏來看，都顯得有些過于倉促。

業界在2014年還出現了一種擔憂，認為是不是電力市場化改革會危及風電的支持政策。這完全是不必要的擔憂，屬于混淆了機制改革與政策調整。可再生能源的支持政策，屬于政策手段范疇。而電力市場化改革屬于體制與機制變革，涉及是電力的產業組織、市場設計、機制設計。二者完全不搭界，風電邊際成本低的特點，還可能在電力競價市場建立后成為占據市場優先地位的優勢。

2015年展望——規范與預測的視角

從政策建議的規范性角度，2015年希望看到的政府政策調整包括：

1. 取消對高耗能的歧視性政策，特別是在資源富集地區

2014年初，我國出臺了針對鋼鐵水泥玻璃產業基于能耗標準的懲罰性電價。這一政策沒有做到電價機制與政策工具的有效區分。從根本上講，對于高耗能的限制理由應該在于其環境的負外部性，這一問題的解決有賴于環境標準的提高與剛性執行。高耗能并不具有“原罪”，其用電行為并不存在負的外部性影響，高耗能享受優惠電價，是其用電特點決定的。發展高耗能工業，也是資源富集地區利用稟賦優勢發展經濟的途徑之一。

如果這種政策手段式的歧視可以消除，可以想象，資源富集地區的高耗能產業將具有多大的優勢，電價完全可以低到美國中西部的電價水平。即使效率低一點，其節省運輸成本，環境價格也低（這一點必須正視與承認），有利于中國的高耗能產業的進一步集中，特別是有色、鋼鐵、建材等產業。資源富集地區，將是我國的能源電力消費中心，長距離的能源調運需求將減少，電力就地平衡也符合整體效率最優的基本原則。

以哈密向河南鄭州送電為例。哈密本地陸續規劃建設660萬千瓦以上的火電，本地標桿上網電價0.25元/千瓦時，而河南標桿電價在0.41元/千瓦時的水平，而2000公里左右的輸電成本在0.1-0.15元/千瓦時左右。獨立來看，這一體系完全可行，落地電力較河南本地有競爭力。但是，這一體系之所以可行，關鍵的要素在于新疆哈密本地的銷售電價體系。新疆的電力銷售價格目錄顯示，哈密地區的大工業，其價格（不考慮容量電價部分）都要在0.35-0.4元/千瓦時的水平。也就是說，本地大工業幾乎不需要輸電成本，但是其輸配加價跟送到2000公里以外差不多。這事實上構成對本地電力使用的歧視政策。長期而言，這種電價安排客觀上起到限制本地競爭性使用的作用，造成了電力富余的假象，與無謂的輸電需求。

如果放開大用戶直供電，由于能源資源豐富，高耗能將是本地優勢巨大的產業。遠端電網用戶無法跟本地用戶競爭，本地的電價完全可以低到無限接近0.25元/千瓦時的水平。本地用戶、電廠雙收益，而遠端也存著很多其他的電源選擇，可以維持價格不變。

這一體系的轉變，節省了整體上的輸電成本，完全是整個系統有效率的選擇。這種情況下，如果存在有限的電力供應，外送其實意味著經濟效率的損失，在競爭性市場中是不會出現的。以反映實際輸配成本為標準完善電力銷售電價體系，消除對本地競爭性使用的限制，是非常迫切的工作。

2. 建立更加透明、明確的風電價格調整體系

這一點可以從德國的“價格走廊”概念獲得一些經驗。也就是固定的優惠電價水平每年減少相應的額度以調控市場的增長，增長不及預期，就可以提高一點，高于預期，就逐漸下降。通過這種方式，建立發展目標與支持電價間“一對一”的聯系，從而既保證目標的實現，又不至于激勵過度，體現支持力度隨著技術進步與裝機規模的靈活變化。這是在缺乏電力市場的條件下的一個可行的選擇。

在建立電力市場（這一點并不樂觀）的情況下，讓風電參與市場波動，西班牙等FIP（feed-in premium）以及英國CFD（Contract for Difference）政策可能具有借鑒意義。

3. 節能與減排的政策實現有效分割

煉油、電力、煤炭行業已有基礎設施全面過剩，是2015年的一個趨勢性前景。在這種情況下，既有產能屬于“沉沒成本”，它的閑置完全是一種浪費，比如發電設施。endprint

目前東北電力系統，就面臨著供需的嚴重失衡困擾，不平衡的程度有2000萬千瓦以上，而且隨著核電的投產不平衡的程度會更深。一方面是過剩的發電能力，另一方面，是高企的電價。東北三省以及蒙東的電價銷售目錄顯示，主要工業與商業銷售電價還高達6-8毛錢一度。發電企業需要略微降低電價，以啟動需求，擴大出力，電網企業需要大幅下調電價，刺激一下電力需求，以獲得更大的收益與利潤。而整體經濟也將從降低的電力價格中受益。

減排依然重要，而節能在一定的范疇內并非如此。政府應該在部分地區、部分行業出臺鼓勵用電的措施，比如東北地區。這種鼓勵，與其說是一種額外的激勵手段，不如說是對過去存在偏差的適當糾正。

4.改變“量價分離”的能源管理模式，將能源價格管理職能賦予國家能源局

我國長期執行的這種“量價”分離的管理模式，產生了諸多的問題。沒有了價格的作用，“數量”管理部門負責供求平衡少了主要的政策手段。需求成為了“拍腦袋”出來的“定下來”的結論，因此有“準確把握未來趨勢”，“準確預測2020年電力需求”等說法，但是這些“準確”恰恰是無論如何也辦不到的，本身就是不正確的問題。

而如何滿足需求這張未來的“大餅”呢？就是不同供應方式的分餅游戲了，先來后到。需求多了，供應就緊張，就想辦法擴大供給，上新的機組；供應多了，需求吃不了，就“定位”哪些機組是不好，想辦法關停一部分供應能力。這就演變成為了“水多了加面”，“面多了加水”。

與能源部門管數量不同，價格管理部門只負責價格水平的制定以及變動，其變動的緣由更多地依賴政策目的與行政定位。此外，由于操作層面的影響，很多的價格體系都存在著效率上的“無謂損失”，成為了一種事實上的價格手段。典型的就是三峽的分電體系與價格設定。從其執行的電價來看，浙江距離比上海更近，其落地電價反而更高；而從出售來看，三峽賣給距離自己更近的江西，其價格比上海還低。

短期內，以及作為電力體制改革推進過程中的過渡，電價管理職能應該充分賦予國家能源局。這將是一種管理體制性質的理順工作。這一機制如果能夠理順，相信以上提及的東北“窩電”、風電電價調整、水電“棄水”等問題都能得到更好的解決。

當然，以上只是本刊基于規范意義上的政策建議。在預測意義上，出于對理念改變以及政府政策調整緩慢方面的預期，舊有體系的維持仍將是“預測”意義上最大的可能。這些體系維持作用于整個能源系統，2015年可能有以下的現象發生：

1. 電力裝機迎來類似上世紀末的全面過剩。系統冗余度在華東、東北、云南等地超過50%。數量管理部門可能做出“暫停火電審批”的決策，對于其他能源類型，基于這種供應的現狀，可能也會有所放緩，特別是風電以及以上地區的新增電源。由此，政府承諾的到2030年，實現20%非化石能源的目標將顯得雄心勃勃，而電源結構的變化也將放緩。

2. 產能過剩行業，特別是煤炭、鋼鐵等迎來最壞時刻。研究發達國家淘汰煤炭的經歷（比如英國）將變得有吸引力，以實現這些產業在我國的平穩著陸。英國真正的煤炭生產高峰是在1913年，大約在2.9億噸，到1960年就下降到了1.4億噸，到1990年進一步下降到7500萬噸。到2011年，英國煤炭產量只有1500萬噸，只有高峰時期的5%了。1992年，英國還沒有燃氣發電，但是到了1997年，超過25%的電力來自于燃氣發電，燃煤發電的比例從60%下降到了30%。這種變化使得90年代到本世紀初，如何處理煤炭行業的問題，特別是煤礦工人的問題成為了政府的一大任務。2015年我國這方面的關注也不會少。

3. 風電電價有所下調，但是程度會減弱，以取得風電產業健康發展與財政負擔間的平衡。

4. “水多了加面、面多了加水”式的解決思路仍將主導棄風、棄水地區電力消納問題的解決。本地電價不動，卻認為本地沒有需求，而尋求外送解決，建設若干的輸電線路。一些完全沒有必要的偏遠的水電開發仍將保持政治熱情，以造成既成事實的方式鼓勵外送，通過各種或明或暗的補貼、價格體系的嚴重扭曲使得整個發輸電體系變得“可行”。

5. 電網、油氣管網對第三方的無歧視開放取得一定的進展，但是管網費用過高仍將是需求市場擴大、消除價格地區“堰塞湖”的障礙。輸送費用仍有待監管經驗增加之后進行合理的調控，這其中的磨合需要更長的時間。endprint